氢国际贸易进展如何？

目前氢的国际贸易刚刚起步，但大量出口贸易计划正在开发中，预计 2030 年全球 低碳氢出口量能够达到 1200 万吨。

1.计划贸易项目

氢能的计划出口项目旨在利用丰富的太阳能、风能和水电资源提供清洁电力，至 2030 年全球计划出口氢 1200 万吨中最多的为拉丁美洲（300 万吨）、澳大利亚（270 万吨）。全球来看氢能计划出口量最大的地区是拉丁美洲，计划年出口氢 300 万吨，其 次是澳大利亚（270 万吨/年）、欧洲（179 万吨/年）、非洲（170 万吨/年）、北美（110 万吨/年）、中东（100 万吨/年）和亚洲（70 万吨/年）。其中欧洲的大部分氢计划贸易 项目在欧洲国家之间开展。

许多氢出口项目计划在港口附近的共享工业园区建设，有利于降低基础设施和能源 成本。许多氢出口项目计划在港口附近的共享工业园区建设，如巴西的佩肯工业和港口 综合体（Pecém Industrial and Port Complex）和埃及的苏伊士运河经济区（SCZone）。 通过同步开发可再生电源、制氢项目以及出口设施，共享基础设施和集成能源降低成本； 工业区建立在远离人口或敏感生态系统的大型专用土地区域，避免基础设施的许可和选 址问题；此外集中的出口有利于工业园区建立特定技术标准。 大多数氢出口项目计划通过船舶运输，目前进口计划项目至 2030 年规模仅 600 万 吨，已宣布正在开发的港口项目规模仅 70 万吨。大多数氢出口项目计划通过船舶运输 氢气及其衍生品，从而需要扩大航运和港口基础设施。目前计划的进口港口几乎全部来 自荷兰、德国和日本，到 2030 年计划氢年进口量约为 600 万吨，低于 1200 万吨的计 划出口量，并且差距到 2040 年有可能进一步扩大。目前已宣布正在开发的港口进口氢 项目规模仅约 70 万吨。因此未来氢的进口能力和运输基础设施（船舶等）需要与出口 能力相匹配。

2.贸易路线

日本、欧洲等部分地区的进口氢成本比国内直接生产更便宜，终端消费部门直接使 用氨也进一步提高了进口氢的竞争力。此外，部分能源进口国也在考虑通过进口氢丰富 其能源多样性，从而增加获得低碳能源的机会。

2.1 澳大利亚-日本

预计到 2030 年日本从澳进口绿氢成本 5.5 美元/kg，低于直接在本国生产的 6.5 美 元/kg。日本约 90%的能源需求依赖进口，根据 IEA 测算，预计 2030 年日本工业部门 从澳大利亚进口绿氢的成本约 5.5 美元/kg，比国内生产成本 6.5 美元/kg 低，其中包括 转换和再转换在内的运输成本仅 1.5 美元/kg。如果氨可以直接被终端消费者使用，避免 将其重新转换为氢气的额外成本，通过氨进口氢将更具竞争力。 目前预计到 2030 年日本进口氢竞争力不如直接进口天然气。然而即使是成本最优 的输氢方案仍然比直接进口天然气贵得多。IEA 预计在 2030 年日本的进口天然气价格 为 10 美元/MBtu，折合氢成本约 1.2 美元/kg。虽然部分氢气终端使用设备比天然气设备 的效率更高，从而缩小实际成本差异，但用氢总成本还需要进一步降低以提高进口氢的 竞争力。

2.2 北非-欧洲

北非生产的绿氢转换成氨输送到欧洲的成本比在欧洲生产的氨要便宜。这是因为大 量终端用户使用氨而非氢气，从而节省再转化的成本。这一贸易路线成本最低的传输方 式是以船舶运输氢能载体，再根据距离决定短距离配送方式。对于氨，如果配送距离小 于 100 公里，成本最优方案是对进口氨进行转化后配送氢气；配送距离大于 100 公里， 则更宜用卡车配送氨后在加氢站进行再转换。对于 LOHC，在配送距离不超过 500 公里 的情况下，集中再转化的成本会更低。 预计到 2030 年从北非进口到欧盟的蓝氢和绿氢成本将分别为 4.5 美元/kg 和 6 美元 /kg，将现有的天然气管道基础设施改造用于输氢，将有利于降低传输和配送成本。据 IEA 估计，至 2030 年将英国的天然气网络改造为向建筑物供应纯氢的成本仅约 0.6 美元 /kg H2。鉴于氢气的能量密度较低，还需要额外的储存能力来满足热能需求，将进一步 增加 0.5 美元/kg H2的储存成本。由此估计从北非进口并输送到欧盟的蓝氢（CCUS 天 然气制氢）总成本约为 4.5 美元/kg（135 美元/MWh），绿氢总成本约 6 美元/kg（180 美元/MWh）。

2.3 其他贸易路线

对于其他的贸易路线来说，氢气的传输和配送成本相对较高，在国内生产氢气要比 进口氢气更便宜。例如，对于欧洲的工业和电力应用来说，在国内用装有 CCUS 的天 然气生产低碳氢气可能比从俄罗斯进口低碳氢气更便宜。即便如此，一些二氧化碳排放 受限或可再生资源开发有限的国家仍然选择进口低碳氢气以丰富能源多样性和减少国 内二氧化碳排放。